薄层底水油藏底水锥进控制可视化研究

常规底水油藏采用射孔建立底水隔板控制底水锥进。针对薄层底水油藏的底水锥进提出了不射孔建立底水隔板的方法。该方法通过冻胶型选择性堵剂的选择性注入和由工作液与原油的密度差而产生的重力分异作用形成隔板，控制底水锥进。在隔板建立中，选择性堵剂、高密度盐水和过顶替液起了重要作用。通过可视化物理模拟形象直观地表达了薄层底水油藏不射孔建立底水隔板控制底水锥进的过程。现场应用证明，该方法可以解决陆梁油田的薄层底水油藏底水锥进问题。     

Abnormal high pressure in Kuqa foreland thrust belt of Tarim basin: Origin and impacts on hydrocarbon accumulation

Following analyses of the abnormal high pressure distribution characteristics, based on the geological characteristics, tectonic stress field and physical simulation, we investigated the formation mechanisms of abnormal high pressure and its impacts on hydrocarbon accumulation in the Kuqa foreland thrust belt. The abnormal high pressure appears at the bottom of the Paleogene and obviously exists in the Triassic and Jurassic. However, the pressure coefficient in the Triassic and Jurassic is lower than that in the Cretaceous and at the bottom of the Paleogene. Horizontally, the abnormal high pressure distribution is characterized by E-W orientation zoning. The maximum pressure coefficient lies in the Kelasu-Dongqiu-Dina tectonic zones in the center of the Kuqa foreland thrust belt and decreases away from the tectonic zones. The formation of abnormal high pressure was mainly related with the intense tectonic compression in the Early Pleistocene time, and tectonic uplifting, undercompaction and hydrocarbon generation were secondary factors contributing to abnormal high pressure. Under the rapid and intense tectonic compression in the Early Pleistocene, the rock framework firstly undertook 1/4 of the compression stress and the other was borne by the pore fluids. Due to the presence of great seal of gypsum-salt or gypsum-mudstone beds in the Paleogene, the pressure of pore fluids increased rapidly and led to the abnormal high pressure in the Kuqa foreland thrust belt. The abnormal high pressure has important impacts on hydrocarbon accumulation. It is one of the necessary conditions for formation of large oil and gas fields in the Kuqa foreland thrust belt.     

河流相储集层夹层的三维空间分布研究

以钻井、测井资料以及7口取心井的分析化验、试油、试采和生产动态分析资料为基础，在地质条件约束下，建立了适合孤岛油田中一区Ng5段的测井解释模型，解释了有资料的762口井共9种地质参数，以探索夹层分布与剩余油的关系，并按优选序贯指示模拟方法在研究区内建立了夹层三维空间分布模型。检验结果表明该模型具有较高的准确性和可信性。模型分析显示，Ng5段夹层分布范围广，其形态、分布规律复杂，厚度变化大，平均厚度为0．61m，延伸距离为50-180m，分布面积一般为0．01～0.1km^2。夹层分布密度为0.11～0．63，分布频率为0．52～1．24层／m，单夹层厚度分布为0．4～5．5m，储层非均质性较强。研究还表明，在10—413，8-309，9-10和7-9等井区均有夹层连片分布，这些井区是剩余油富集的有利地区。     

基于气测资料的储层含油气性识别方法

基于气测资料构造适当的综合指标，分别利用模糊模式识别和误差反向传播（BP）神经网络两种方法对储层含油气性进行了分析。结果表明，气测资料与储层含油气性具有较强的相关性。模糊模式识别方法可以用来确定气测综合指标与储层含油气性之间的模糊关系，而且对待识别样品气测资料的随机性具有较强的适应性；神经网络法能够较准确地建立气测综合指标与储层含油气性之间的非线性关系，但在待识别样品气测资料具有随机性的情况下，识别结果具有随机性：利用模糊模式和BP神经网络方法对储层含油气性进行识别具有一定的可行性，能快速为储层含油气性分析提供一定的参考依据，并且前一种方法的识别效果优于后一种方法。     

广谱"油膜"暂堵钻井液体系研究

在钻井过程中，为达到保护油层的目的，通常根据油层的平均孔喉半径，在上部钻井液中加入合适粒径的暂堵剂，再配合胶体填充粒子将其改造为对油层具有保护作用的钻井液。但在实际井中，油层孔喉半径分布范围较宽，导致经改造后的钻井液仅对某井段具有较好的屏蔽暂堵效果，而对另外的井段则不能起到较好的保护油层作用。针对油层非均质性强、孔径分布范围较大、油层孔径难以准确预知等特点，根据室内岩样污染评价结果，提出了采用广谱“油膜”暂堵剂GPJ的暂堵技术。室内评价和现场应用表明，该钻井液体系不仅实现了对油层的广谱暂堵，而且保护油层效果更佳，可获得更大的日产油量。     

注CO2油气藏流体体系油/水和油/气界面张力实验研究

采用高压界面张力装置测定了某油田在油藏温度下，原油中不同CO2注入量时油藏流体／地层水的界面张力，并考察了压力的影响。实验发现，随着原油中CO2注入量的增加，油藏流体／地层水界面张力不断减小。相同CO2注入量时，随着压力升高，油藏流体／地层水界面张力增大；当CO2摩尔分数达到0．650时，测得的油藏流体／地层水界面张力随压力的升高已变化很小，同时，从测得的PVT关系中也已很难分辨出泡点压力，体系接近一次接触混相的状态。当CO2摩尔分数为0．578时，油藏流体／CO2界面张力随着压力的升高而降低。研究表明，对某油井采用注CO2降低油藏流体／地层水、油藏流体／CO2间的界面张力的方法是可行的，注CO2方法在降低界面张力的同时，还增加了地层压力，对提高油井的采收率有利。     

16S rRNA基因技术在油藏微生物生态研究中的应用

分子生态学技术的发展大大促进了人们对环境中微生物群落的研究，也为研究油藏微生物群落和微生物采油技术提供了一个新的工具，尤其16S rRNA基因技术应用于油藏微生物生态研究．该技术克服了基于细胞水平研究方法的不足，能更准确、更客观地揭示油藏微生物的多样性、群落动态变化、种群结构及进化等方面的信息．文章简要综述了16S rRNA基因技术发展历程及在环境微生物生态学中的应用，详细概述了16S rRNA基因技术在油藏微生物生态研究中的地位和作用以及用于油藏微生物生态研究的16S rRNA基因技术，讨论了16S rRNA基因技术目前在油藏微生物生态研究中存在的问题，通过实例论证了该技术的现场应用效果，重点介绍了胜利油田利用T-RFLP、DGGE等分子生态学技术在河口采油厂罗801区块空气辅助微生物驱和单12区块内源微生物驱研究中的应用，阐明了分子生态学技术在微生物提高原油采收率研究中的重要的意义．     

水情自动测报系统在水库管理中的作用

洋河水库是国家大型水库,担负着秦皇岛市工农业供水及下游的防洪抗旱的重任。洋河流域降水时间集中,河身短,汛期易形成洪水,防汛调度工作十分重要。本文简要介绍了洋河水库水情自动测报系统的功能、特点和运行情况,通过水情自动测报系统在防洪调度工作中的运用,阐明了水情自动洲报系统的实时性、综合性等特点,进一步表明了自动化管理在水利工程中的重要作用。     

孔隙-裂隙双重变形介质中的油水两相流动理论研究

在连续介质力学理论架构下,文章建立了饱和油水两相渗流与变形孔隙-裂隙双重介质耦合作用的理论来模拟裂隙砂岩储层中的油-水渗流,提出了基于双孔隙固相系统变形与油水两相渗流的全耦合力学模型;在对力学模型给予适当简化的基础上,应用解耦的有限元数值解方法对裂隙储层的两相流体压力、饱和度以及储层变形等参数进行了数值模拟;结果表明,裂隙储层流体运动主要由裂隙变形、油/水的PVT特性所决定。     

浅谈水库拦泥效益的计算方法

根据水库拦泥特征,提出了库容损失法、洪灾损失法、堤防加固费用法等3种水库拦泥效益的计算方法。